Геохимия нефтей и конденсатов юрских залежей на юго-востоке Западной Сибири

Геохимическое исследование нефтей и конденсатов представляет собой важную составляющую комплексного изучения геологии и нефтегазоносности осадочных бассейнов. В статье обобщена аналитическая информация о физико-химических характеристиках и молекулярном составе УВ-фрак-ций нефтей и конденсатов, локализованных в юрских залежах на юго-востоке Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Пробы изученных УВ-флюидов отобраны на месторождениях и нефтегазоносных площадях, расположенных в пределах Пудинского нефтегазоносного района Васюганской нефтегазоносной области. В административном отношении район исследования находится в пределах Томской области (Сибирский федеральный округ) (рис. 1).

Согласно тектоническому районированию юрского структурно-формационного комплекса [1], рассматриваемая территория соответствует северной части Северо-Межовской мегамоноклинали, которая на западе граничит с Колтогорско-Ню-рольским желобом, а на востоке — с Барабин-ско-Пихтовой мегамоноклизой — надпорядковым структурным элементом Внешнего пояса Западно-Сибирской геосинеклизы. Локальные структуры, в пределах которых обособляются месторождения и нефтегазоносные площади, осложняют положительные структурные элементы разных порядков. На северо-востоке Пудинского куполовидного поднятия локализовано Рыбальное нефтяное месторождение, в центральной его части — Лосино-Ярская нефтегазоносная площадь, Северо-Останинское нефтяное и Юбилейное нефтегазоконденсатное месторождения, а на юге — Пинджинское нефтяное, Останин-ское и Мирное нефтегазоконденсатные месторождения. Селимхановское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на западе Горелояр-ского куполовидного мезоподнятия. На северо-западе Калгачского наклонного мегавала локализуются Западно-Сомовская нефтегазоносная площадь, Казанское нефтегазоконденсатное и Болтное нефтяное месторождения. Район исследования интересен тем, что находится на границе юго-восточной части внутренней области с Внешним поясом Западно-Сибирской геосинеклизы.

Несмотря на продолжительный период изучения нефтегазоносности юго-востока Западной Сибири (более 50 лет), комплексные геохимические исследования нефтей и конденсатов из юрских залежей Пудинского нефтегазоносного района, выполненные на современном аналитическом уровне, приведены в ограниченном числе публикаций. Так, в статье [2] на основе результатов геохимических исследований обсуждаются источники УВ-флюидов региона, а по данным изучения нафтидов Казанского месторождения реконструирована история формирования УВ-скоплений. Сотрудники ИНГГ СО РАН [3] на основе данных о распределении высокомолекулярных УВ-биомаркеров провели гене- тическую типизацию коллекции нефтей из верхнеюрских залежей западной части Томской области. В исследованиях, проведенных в ИХН СО РАН (Томск), рассмотрены состав и структура разных групп органических соединений в нефтях отдельных месторождений Пудинского нефтегазоносного района и предложены варианты использования этой информации для их типизации [4–6]. Исследования, описанные в данной статье, позволили получить дополнительную геохимическую информацию об особенностях состава и свойств УВ-флюидов, которая может быть использована для расширения и уточнения имеющихся представлений о процессах нефтегазообразования в осадочных толщах региона и источниках аккумулированных в них УВ-скопле-ний. Цели исследований заключались в геохимической типизации нефтей и конденсатов коллекции и выявлении их потенциальных источников — нефтегазоматеринских толщ.

Материалы и методы

Объектами геохимического исследования стали поверхностные пробы нефтей и конденсатов из юрских залежей рассматриваемого района (см. рис. 1). Интервалы глубин перфорации, с которых при испытаниях были отобраны пробы нефтей и конденсатов, укладываются в диапазон от 2400 до 3100 м. В статье обобщена аналитическая информация о базовых физико-химических характеристиках нафтидов: плотности, вязкости, фракционном составе, содержании серы и твердых парафинов, групповом составе (табл. 1). Физико-химические параметры в разные годы изучались с помощью стандартизированных методов (ГОСТов). Аналитические данные для обобщения заимствованы из фондовых материалов ИНГГ СО РАН. Физико-химические свойства 12 образцов нефтей и 5 конденсатов (табл. 2) исследованы в лаборатории геохимии нефти и газа Института. Классификация нефтей и образцов конденсатов по их физико-химическим свойствам соответствует методическим рекомендациям Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации [7].

Изотопный состав углерода (513С) нефтей и конденсатов (см. табл. 2) определялся на масс-спектрометре DELTA V Advantage (Thermo Fisher Scientific) в Томском филиале АО «СНИИГГиМС» (ответственный исполнитель — Н.Л. Падалко), результаты анализа приведены к международному белемнитовому стандарту V-PDB.

Информация о распределении УВ-биомарке-ров в исследованных пробах (см. табл. 2) получена методами газожидкостной хроматографии и хро-мато-масс-спектрометрии насыщенных и ароматических фракций в лаборатории геохимии нефти и газа ИНГГ СО РАН. УВ-фракции выделены из дистиллятов нефтей и конденсатов с температурой начала кипения выше 200 °C методом жидкостной (элюентной) адсорбционной хроматографии с предварительным осаждением асфальтенов.

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Рис. 1. Схема отбора проб нефтей и конденсатов (нефтегазогеологическое районирование приводится в соответствии со схемой, принятой в ИНГГ СО РАН)

Fig. 1. Map of oil and condensate sampling (geopetroleum zoning corresponds to the scheme accepted in INGG SB RAS)

Табл. 1. Физико-химические характеристики поверхностных проб нефтей и конденсатов

Tab. 1. Physical and chemical characteristics of oil and condensate surface samples

Нефтегазоносный комплекс	Плотность, кг/м3	Сера, %	T , 0 С	Фракционный состав, %		Групповой состав, %
				до 200 °C	после 200 °C	УВ	Смолы	Асфальтены
Конденсаты
Наунакская свита (J 3 o)	(694–801,9)/ 746(97)	(0,002–,6)/ 0,084(93)	(28–85)/ 42(55)	(46–78)/ 60(55)	(22–54)/ 40(55)	(94,94–99,53)/ 97,20(37)	(0,01–5,06)/ 2,44(37)	(0,00–0,61)/ 0,2(37)
Тюменская свита (J 2 )	(709,5–804,4)/ 747,8(8)	(0,005–,18)/ 0,053(4)	(28–98)/ 52(8)	(38–86)/ 62(7)	(14–62)/ 38(7)	(96,76–99,30)/ 98,61(4)	(0,44–2,14)/ 1,14(4)	(0,00–1,10)/ 0,33(4)
Нефти
Наунакская свита (J 3 o)	(768,3–908,3)/ 812,7(90)	(0,045– 0,470)/ 0,199(83)	(30–137)/ 60(48)	(12–56)/ 36(48)	(44–100)/ 65(48)	(76,90–97,96)/ 93,33(42)	(1,97–22,40)/ 6,08(42)	(0,07–3,01)/ 0,6(42)
Тюменская свита (J 2 )	(806–884,9)/ 835,1(12)	(0,039– 0,490)/ 0,174(11)	(57–155)/ 83(12)	(8–26)/ 19(10)	(74–92)/ 80(10)	(92,47–97,49)/ 94,19(10)	(2,50–7,60)/ 5,48(10)	(0,01–0,87)/ 0,39(10)

GEOCHEMICAL SURVEYS

Примечание. Числитель — минимум-максимум, знаменатель — среднее, в скобках — число проб. Конденсаты: верхнеюрские залежи — Болт-ная, Западно-Сомовская, Казанская, Мирная, Останинская, Селимхановская площади; среднеюрские залежи — Казанская, Останинская площади; нефти: верхнеюрские залежи — Западно-Сомовская, Казанская, Лосино-Ярская, Мирная, Останинская, Пинджинская, Рыбальная, Селимханов-ская, Юбилейная площади; среднеюрские залежи — Западно-Сомовская, Казанская, Останинская, Рыбальная площади.

Note. Numerator — min–max; denominator — mean; in brackets — number of samples. Condensates: Upper Jurassic accumulations — Boltny, West Somovsky, Kazansky, Mirny, Ostaninsky, Selimkhanovsky areas; Middle Jurassic accumulations — Kazansky, Ostaninsky areas; oils: Upper Jurassic accumulations — West Somovsky, Kazansky, Losino-Yarsky, Mirny, Ostaninsky, Pindzhinsky, Rybal’ny, Selimkhanovsky, Yubileiny areas; Middle Jurassic accumulations — West Somovsky, Kazansky, Ostaninsky, Rybal’ny areas.

Табл. 2. Представительность коллекции нефтей и конденсатов, исследованных в ИНГГ СО РАН

Tab. 2. Representativeness of oil and condensate collection studies in INGG SB RAS

Площадь Номер скважины Интервалы перфорации, м Возраст Свита Конденсаты Останинская 428 2466–2476 J3 Наунакская + баженовская Болтная 3 2461–2493 J3 Наунакская Селимхановская 1 2247–2257 Казанская 1 2541–2547, 2551–2556 J2 Тюменская Останинская 420 2542–2560 Нефти Мирная 413 2486–2516 J3 Наунакская + баженовская Западно-Сомовская 12 2507–2515 J3 Наунакская Казанская 31 2688–2692, 2692–2704 Лосино-Ярская 41 2443–2453 Мирная 413 2507–2521 Мирная 414 2500–2516 Пинджинская 127 2529–2545 Рыбальная 406 2420–2425 Рыбальная 408 2416–2420 Селимхановская 2 2252–2263 Останинская 422 2440–2458 Останинская 455 2470–2477 состав углерода в нафтидах и экстрактах пород (Казанская, Западно-Сомовская, Останинская площади) по единой методике, принятой в ИНГГ СО РАН, а также использовались опубликованные материалы по геохимии ОВ осадочных толщ региона.

Для 6 проб нефтей (верхнеюрские залежи Ло-сино-Ярской, Мирной, Рыбальной, Юбилейной площадей) и 3 проб конденсата коллекции (верхнеюрские залежи Болтной и Останинской площадей, среднеюрская залежь Казанской площади) коллекции методом хромато-масс-спектрометрии определен компонентный состав легкокипящих фракций (УВ С₃–С₉). Идентификация индивидуальных УВ С 3 -С 9 и расчет их относительных концентраций осуществлялись при помощи хроматограмм по общему ионному току, которые были получены для нефракционированных проб нефтей и конденсатов. Исследование проводилось на аналитическом комплексе, состоящем из газового хроматографа Hewlett Packard 5890, высокоэффективного масс-селективного детектора Agilent MSD 5972 и компьютерной системы регистрации и обработки информации GH ChemStation. Для деления проб использована капиллярная кварцевая колонка DB1, газ-носитель — гелий.

Результаты и их обсуждение

Физико-химические свойства нефтей и конденсатов . Плотность конденсатов изменяется от очень низкой (694–699 кг/м³, Казанская площадь) до характерной для особо легких нефтей (например, у проб из наунакской свиты Мирной и Западно-Со-мовской площадей — 801,9 и 801,3 кг/м³ соответственно), а в среднем составляет 746 и 747,8 кг/м³ для конденсатов из залежей в наунакской и тюменской свитах соответственно (см. табл. 1). Исследованные конденсаты закономерно характеризуются низкой вязкостью (при 20 °С не более 5 мм²/с). Их температуры начала кипения находятся в диапазоне от 28 до 98 °С (см. табл. 1). Относительно повышенные значения этого параметра (≥ 70 °С) определены для единичных проб из залежей наунакской (Болтная и Казанская площади) и тюменской свит. (Казанская площадь). Выход бензиновой фракции ( Т < 200 °С) в среднем выше 50 % и достигает 86 % (Казанская площадь, J₂) и 78 % (Казанская площадь, J₃o). В конденсатах рассматриваемого района содержание УВ составляет более 95 %, а концентрации смолисто-асфальтеновых веществ (САВ) очень низкие (см. табл. 1). В наибольшей степени обогащены УВ конденсаты из залежей тюменской свиты Казанской и Останинской площадей (> 99 %) и единичные пробы из наунакской свиты Казанской, Останин-ской и Селимхановской площадей. Повышенными концентрациями смол (> 3 %) характеризуются отдельные пробы конденсатов из наунакской свиты (Мирная, Казанская, Болтная, Западно-Сомовская, Рыбальная площади). В составе УВ исследованных проб преобладают насыщенные структуры, которых в несколько раз больше, чем ароматических

(отношение насыщенные УВ/ароматические УВ в среднем составляет 17,9, диапазон изменения — 2,5-81,3). Конденсаты из тюменской свиты (Казанская, Останинская площади) малопарафинистые – содержание в них твердых парафинов в среднем соответствует 0,26 % (диапазон изменения 0,10– 0,63 %). В залежах из наунакской свиты встречаются как малопарафинистые (< 1,5 % Болтная, Казанская, Селимхановская площади), так и парафинистые конденсаты (1,5–3,9 % Болтная, Казанская, Мирная, Рыбальная площади). В большинстве конденсатов содержания серы не превышают 0,2 %. Наиболее сернистыми в исследованной выборке являются единичные пробы из наунакской свиты Казанской (0,60 %) и Болтной (0,33 %) площадей. Конденсаты из залежей в наунакской свите в среднем более обогащены серой (в среднем 0,08 %) по сравнению с конденсатами из нижележащих скоплений тюменской свиты (в среднем 0,05 %) (см. табл. 1).

Плотность нефтей в изучаемом районе изменяется в широком диапазоне (см. табл. 1). Основная часть проб представляет собой УВ-флюиды особо легкого типа с плотностью < 830 кг/м³. К этой группе относятся пробы, близкие по плотности к конденсатам (~ 800 кг/м³ и менее) — нефти из на-унакской свиты Казанской площади, отдельные пробы из залежей разного возраста других площадей. Значительно меньше легких (831–850 кг/м³) и средних (851–870 кг/м³) по плотности нефтей. В эту группу попали почти все нефти Рыбальной площади, несколько проб Казанской (J₂), нефти из залежей наунакской свиты Мирной, Западно-Со-мовской, Останинской, Пинджинской и Юбилейной площадей. Единичные пробы классифицируются как тяжелые (871–895 кг/м³) — с Пудинской (J 2 ), Лосино-Ярской (J₃o), Мирной (J₃o) и Пинджин-ской (J₃o) площадей и битуминозные (> 895 кг/м³) с Останинской площади (J₃o). Нефти из отложений тюменской свиты (Западно-Сомовская, Казанская, Пудинская, Рыбальная площади) в основном более вязкие (при 20 °C в среднем 16,88 мм²/с, диапазон изменения 2,99–40,42 мм²/с) по сравнению с нефтью из проб вышележащих наунакских залежей (4,44 мм²/с, 1,71–25,23 мм²/с). Среди наунакских нефтей наиболее вязкими являются единичные пробы Юбилейной и Селимхановской площадей (при 20 °С теряют текучесть). Повышенная вязкость этих нефтей, а также проб из тюменских залежей обусловлена их высокой парафинистостью. Так, к высокопарафинистым относятся нефти из залежей тюменской свиты Западно-Сомовской, Казанской и Рыбальной площадей (в среднем 18,51 %, диапазон изменения 5,01-33,3 %). В большинстве на-унакских нефтей содержание парафинов ниже по сравнению с пробами из нижележащих залежей и в среднем составляет 4,68 % (диапазон изменения 1,12-20,1 %), однако среди них также встречаются парафинистые и высокопарафинистые нефти. Максимальное содержание парафинов для нефти из залежей этого возраста определено на Юбилей-

GEOCHEMICAL SURVEYS ной площади (20,1 %). Вместе с тем высокая вязкость (> 20 мм2/с) тяжелых нефтей из наунакских залежей Лосино-Ярской и Пинджинской площадей может быть связана с повышенным содержанием в них высокотемпературных (температура начала кипения выше 200 °С) фракций (> 80 % на нефть) и САВ (> 10 % на нефть). Температура кипения и выход высокотемпературных фракций всех исследованных нефтей закономерно выше по сравнению с конденсатами. Внутри выборки нефтей эти параметры выше для вязких и наиболее тяжелых проб. Основная часть нефтей района исследования подобно конденсатам более чем на 90 % состоит из УВ (см. табл. 1), среди которых насыщенные соединения преобладают над ароматическими. Тем не менее, относительное содержание ароматических соединений в составе нефтей в среднем выше, чем в конденсатах, а отношение насыщенных УВ к ароматическим ниже (в среднем 4,3, диапазон изменения 1–14,8). Вместе с тем некоторые нефти выборки характеризуются относительно пониженными содержаниями УВ и, как следствие, повышенными концентрациями САВ, что позволяет отнести эти пробы к типу смолистых (10–20 % Западно-Сомовская (J3o), Казанская (J3o), Мирная (J3), Пинджинская (J3o), Рыбальная (J3o), площади) и высокосмолистых (20–35 % Мирная (J3o), Оста-нинская (J3o) площади). Содержание серы в нефтях коллекции немного выше, чем в конденсатах, но в целом незначительное — < 0,5 % (см. табл. 1), что характеризует их как УВ-флюиды малосернистого типа. Наиболее сернистыми в исследованной выборке являются смолистые нефти с повышенной плотностью и высокими концентрациями САВ. Отмеченная для конденсатов тенденция к относительно повышенному содержанию серы в пробах из залежей наунакской свиты по сравнению с нижележащими отложениями в нефтяной выборке не наблюдается.

Таким образом, анализ физико-химических свойств нефтей и конденсатов рассматриваемого района позволил выявить следующие основные закономерности. Несмотря на достаточно широкий диапазон значений плотности, по этому параметру все изученные УВ-флюиды, за исключением единичных проб, являются легкими и особо легкими. При этом на одних и тех же стратиграфических уровнях в пределах одних и тех же месторождений могут встречаться УВ-флюиды в диапазоне от особо легких и легких до тяжелых. Помимо низкой плотности, в среднем для исследованных нефтей и конденсатов характерны низкие содержания серы и САВ (< 10 %) и наоборот, высокие концентрации бензиновых фракций. Повышенные значения вязкости, зафиксированные для нефтей и конденсатов из залежей тюменской свиты и единичных проб из верхнеюрских залежей (Юбилейная и Селимханов-ская площади) обусловлены их высокой парафинистостью, а для тяжелых нефтей из наунакских залежей (Лосино-Ярская, Пинджинская площади)

связаны со значительным содержанием высокотемпературных фракций и САВ.

Среди нефтей и конденсатов, для которых измерен изотопный состав углерода, относительно обогащен тяжелым изотопом 13С конденсат из тюменской свиты Останинской площади (δ13С -28, ‰), а также нефть и конденсат из наунакской свиты Селимхановской площади (δ13С -27,8 и -28 ‰ соответственно) (рис. 2). Нефти из верхнеюрских отложений Болтной, Западно-Сомовской, Казанской, Лосино-Ярской, Мирной, Пинджинской, Рыбальной и Останинской площадей и конденсат из тюменской свиты Казанской площади характеризуются легким изотопным составом углерода (δ13С < 29 ‰).

Распределение легкокипящих УВ С₃–С₉. Как отмечалось выше, для нескольких проб коллекции (три образца конденсата — Болтная, Казанская и Останинская площади; шесть образцов нефтей — Болтная, Лосино-Ярская, Мирная, Рыбальная и Юбилейная площади) определен компонентный состав бензиновой фракции. В этих пробах идентифицированы н -алканы, алкилзамещенные алканы, легкие ароматические УВ (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы), циклопентаны (ЦП) и циклогексаны (ЦГ), а также их метил- и этил-производные. Сравнительный анализ распределения индивидуальных УВ С₃–С₉ позволил установить существенные различия состава исследованных конденсатов. Так, в останинской пробе из интервала, объединяющего баженовскую и наунакскую свиты, преобладают н -алканы, 2- и 3-метилалканы, содержания цикланов и аренов значительно ниже. Для большинства изученных конденсатов среди идентифицированных низкомолекулярных н -алканов максимум концентрации приходится на н -С₆. Исключением представляет конденсат из тюменской свиты Казанской площади, в котором, наоборот, концентрации идентифицированных низкомолекулярных УВ растут с увеличением их молекулярной массы и достигают максимума на н -С₉. Закономерно, что в этой пробе при стандартной для конденсатов плотности (778,2 кг/м³) выход бензиновой фракции ниже (58 % на конденсат) по сравнению, например, с конденсатами Останинской площади (> 70 % на конденсат). Такие особенности фракционного состава и распределения низкомолекулярных УВ казанского конденсата могут быть обусловлены миграционными (фазово-ретроградными) процессами [9].

В большинстве проб, изученных данным методом, в групповом составе УВ С₃–С₉ преобладают н -алканы и i -алканы, далее в порядке снижения относительных концентраций следуют цикланы и легкие арены (рис. 3). Согласно распределению алканов и цикланов состава С₇ (см. рис. 3) в сочетании со значениями генетических показателей, рассчитанных по составу УВ С₃–С₉ (Σ ЦП/Σ ЦГ > 0,7, этил-бензол/Σ ксилолов > 0,2, н -гептан/метил ЦГ > 0,8), рассматриваемые конденсаты Болтной и Останин-ской площадей, нефти Лосино-Ярской, Мирной и Рыбальной площадей, отобранные из верхнеюрских

Рис. 2. Изотопный состав углерода исследованных нафтидов, ОВ и битумоидов (генетическая типизация по [8])

Fig. 2. Carbon isotopic signature of studied naphtides, Organic Matter, and bitumoids (genetic typification according to [8])

Изотопный состав углерода – δ13С, ‰

Аквагенный генотип (баженовская свита)       Террагенный генотип (тюменская свита)

–28,9 ... –32                                        –22,6 ... –27,1

–32   –32   –31   –30   –29   –28   –27   –26   –25   –24   –23

J 3 o

J 2b

Пробы ( 1 – 4 ): 1 — нефтей, 2 — конденсатов, 3 — битумоидов, 4 — ОВ

Samples ( 1 – 4 ): 1 — oil, 2 — condensate, 3 — bitumoid, 4 — Organic Matter

Рис. 3. Групповой состав бензиновой фракции (УВ С₃–С₉) и распределение УВ-состава С₇ (по [11]) в нефтях и конденсатах рассматриваемого района

Fig. 3. Naphta (С₃–С₉ hydrocarbons) group analysis and distribution of С₇ hydrocarbon composition (according to [11]) in oils and condensates of the region under consideration

Возраст вмещающих отложений ( 1 , 2 ): 1 — J₃o, 2 — J₂b; 3 — пробы из интервала перфорации, объединяющего нау-накскую и баженовскую свиты.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 2.

Нефтегазоносные площади: Блт — Болтная, Кз — Казанская, ЛЯ — Лосино-Ярская, Мр — Мирная, Ост — Останин-ская, Рб — Рыбальная, Юб — Юбилейная

Age of host formations ( 1 , 2 ): 1 — J₃o, 2 — J2b; 3 — samples from perforation interval that includes Naunaksky and Bashenov formations.

For other Legend items see Fig. 2.

Oil and gas bearing areas : Блт — Boltny, Кз — Kazansky, ЛЯ — Losino-Yarsky, Мр — Mirny, Ост — Ostaninsky, Рб — Rybal’ny, Юб — Yubileiny

GEOCHEMICAL SURVEYS залежей, следует классифицировать как аквагенные [10-13]. Аквагенный генотип этих нафтидов подтверждается в том числе легким изотопным составом углерода (< 29 %о) и генетическими показателями по составу алканов, стеранов и терпанов. Нефти из наунакской залежи Юбилейной площади согласно генетическим показателям УВ С3–С9 относятся к УВ-флюидам смешанного генотипа (Σ ЦП/Σ ЦГ 0,4-0,9, этилбензол/S ксилолов 0,2, н-гептан/ме-тил ЦГ 0,5-1,4). Генетические показатели по составу УВ С3–С9 (Σ ЦП/Σ ЦГ 0,1, этилбензол/Σ ксилолов 0,2, н-гептан/метил ЦГ 0,5) конденсата из тюменской свиты Казанской площади и его положение на тригонограмме распределения УВ-состава С7 (см. рис. 3) свидетельствуют о его генерации за счет ОВ неморского происхождения.

Распределение н-алканов и ациклических изо-пренанов . В насыщенных фракциях исследованных нафтидов методом газожидкостной хроматографии идентифицированы н -алканы С₁₀-С₄₀ и ациклические изопренаны С₁₃–С₂₅. В большинстве проб максимум молекулярно-массового распределения н -алканов приходится на УВ со средней длиной цепи (С₁₅–С₁₉). Для всех изученных проб отношение н -С₂₇/ н -С₁₇ не превышает 0,7, причем для конденсатов этот параметр ниже (в среднем 0,17, диапазон изменения 0,02–0,53) по сравнению с нефтями (0,44, 0,29–0,65). Считается, что низкие значения отношения н -С₂₇/ н -С₁₇ (< 0,3-0,5) свидетельствуют о генетической связи нефтематеринского ОВ с одноклеточными водорослями, а высокие (> 0,7–0,8) рассматриваются как признак вклада в его состав смол и восков наземной растительности и/или липидных компонентов прикрепленных многоклеточных водорослей [14–16]. Однако наименьшее для изученной выборки значение этого параметра (0,02) получено для конденсата Казанской площади (J 2 ) и обусловлено, вероятнее всего, не генетическими причинами, а селективным накоплением более легких компонентов, в том числе н -алканов, вследствие фазово-ретроградных процессов при формировании соответствующей газоконденсатной залежи [9].

Индексы нечетности OEP для исследованных нефтей и конденсатов близки к 1 (диапазон изменения 0,9–1,1). На существенное преобладание в исследованных пробах неразветвленных структур также указывают высокие значения отношения н -алканы/ациклические изопренаны (в среднем 5,3, диапазон изменения 3,1-11,4) и изопреноидного коэффициента ( K _изо = (пристан+фитан)/( н -С₁₇ + + н -С₁₈); среднее 0,7, диапазон изменения 0,3–1,4). Перечисленные показатели принимают значения, характерные для зрелых нафтидов, т. е. осформиро-ванных в условиях главной зоны нефтеобразования (ГЗН) [15, 16].

Отношение пристан/фитан для нефтей и конденсатов в среднем составляет 2,7 и изменяется в широком диапазоне — от 1,5 до 5,9. На диаграмме Кеннона-Кессоу (рис. 4) наунакские нефти (Западно-

Сомовская, Казанская, Рыбальная, Останинская площади) и останинский конденсат с низкими (< 2) значениями этого показателя сгруппированы в области, которая свидетельствующей о накоплении нефтематеринского ОВ в умеренно-восстановительных условиях и его зрелости, соответствующей ГЗН [16, 17]. К этой же области на диаграмме тяготеют наунакские нефти Лосино-Ярской, Мирной, Останинской площадей и конденсат Болтной площади, а также конденсат Казанской площади тюменской свиты, для которых отношение пристан/ фитан выше 2. Согласно расположению точек проб на диаграмме (см. рис. 4), менее зрелым и более окисленным было ОВ, за счет которого образована конденсатоподобная нефть (плотность 799,1 кг/ м3) из наунакской свиты Пинджинской площади. Пробы Селимхановской площади из верхнеюрских залежей и конденсат Останинской площади из тюменской свиты расположены в области диаграммы, которая характерна для нафтидов, генетически связанных с более зрелым и более окисленным ОВ по сравнению с нефтематеринским ОВ большинства наунакских проб. На значительную окисленность исходного ОВ этих проб также указывают очень высокие значения отношения пристан/фитан [15, 16]. Данные ИНГГ СО РАН и опубликованные результаты исследований [18-21] показывают, что низкие значения отношения пристан/фитан (< 2) характеризуют аквагенное ОВ баженовской свиты, а повышенные значения этого показателя (> 2) наблюдаются для смешанного и террагенного ОВ нижне-среднеюрских толщ (тюменская и тогурская свиты). Вместе с тем следует отметить, что аномально высокие значения отношения пристан/фитан (>> 2) для конденсатов и легких нефтей могут быть обусловлены фазово-ретроградными процессами и, как следствие, они не всегда отражают условия накопления нефтематеринского ОВ [9].

Распределение стеранов и терпанов . Исследованные пробы по распределению стеранов разной молекулярной массы разделяются на несколько групп (рис. 5). Содержания гомологов С₃₀ в насыщенных фракциях всех исследованных нефтей и конденсатов не превышают 10 % суммы идентифицированных стеранов. В нефтях (Западно-Сомов-ская, Казанская, Мирная, Лосино-Ярская, Рыбаль-ная, Останинская площади) и конденсатах (Болтная, Останинская площади) из наунакской свиты концентрации стеранов С₂₇ превосходят или примерно соответствуют содержаниям стеранов С₂₉. Стеранов С₂₈ больше, чем стеранов С₂₉ в тех пробах, в которых существенно преобладают стераны С₂₇. Данные нефти характеризуются отношением стераны С₂₉/ С₂₇ ≈ 1 или < 1 (см. рис. 5), что вместе с локализацией этих проб на тригонограмме (см. рис. 5) указывает на аквагенный генотип исходного для них ОВ [15, 16]. В нефти из наунакской залежи Селимханов-ской площади и в конденсатах из тюменской свиты (Казанская и Останинская площади) максимум концентрации приходится на стераны С₂₉, далее в

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Рис. 4. Диаграмма Кеннона-Кессоу для исследованных нефтей и конденсатов (по [16, 17])

Fig. 4. Connan-Cassou diagram for studied oils and condensates (according to [16, 17])

1,46      1

• 1    — значения отношения пристан/фитан.

Остальные усл. обозначения на рис. 2.

Нефтегазоносные площади: Блт — Болтная, ЗС — Западно-Сомовская, Кз — Казанская, ЛЯ — Лосино-Ярская, Мр — Мирная, Ост — Останинская, Пнд — Пинджин-ская, Рб — Рыбальная, Слм — Селимхановская

• 1 — values of pristane/phytane ratio.

For other Legend items see Fig. 2.

Oil and gas bearing areas: Блт — Boltny, ЗС — West Somovsky, Кз — Kazansky, ЛЯ — Losino-Yarsky, Мр — Mirny, Ост — Ostaninsky, Пнд — Pindzhinsky, Рб — Rybal’ny, Слм — Selimkhanovsky порядке убывания следуют стераны С27 и С28. Следовательно, для этой группы проб характерны высокие значения отношения стераны С29/С27 (1,49, 3,51, 3,86 соответственно) (см. рис. 5), что свидетельствует об их происхождении за счет преимущественно террагенного биоматериала. Согласно материалам ИНГГ СО РАН (см. рис. 5) и опубликованным исследованиям [18–21], отношение стеранов С29/С27 для ОВ основных нефтематеринских толщ имеет следующие значения: аквагенное ОВ баженовской свиты, как правило, меньше или близко 1; терагенное ОВ тюменской свиты — больше 1; смешанное ОВ нижне-среднеюрских отложений (включая тогурскую свиту) изменяется в широком диапазоне, достигая значений существенно выше 1.

Среди изомерных групп стеранов в большинстве проб регулярные структуры (αα + ββ) преобладают над перегруппированными (βα). Диастерано-вый индекс (βα/ (αα + ββ)) в среднем составляет 0,83 (диапазон изменения 0,29–2,01) (табл. 3). Значения этого индекса выше 1 наблюдаются для единичных проб из наунакской свиты Мирной и Останинской площадей, для конденсатов — из тюменских залежей Казанской и Останинской площадей. Повышен- ные значения диастеранового индекса (> 0,6–0,8 и выше) могут быть обусловлены более окислительными условиями и каталитическим воздействием алюмосиликатов на ОВ при его захоронении [15, 16]. В исследованной коллекции самые низкие значения диастеранового индекса отмечены в наунак-ской нефти и конденсате Селимхановской площади (0,29 и 0,32 соответственно).

В составе терпанов изученных проб преобладают гопаны и гомогопаны (в среднем 77,61 и 63,03 % на сумму терпанов, диапазоны изменения — 74,19– 81,7 и 45,54–76,11 % в нефтях и конденсатах соответственно), далее в порядке убывания концентрации следуют трицикланы (хейлантаны) (в среднем 15,37 и 28,77 % на сумму терпанов, диапазон изменения 11,98–19,85 и 13,59–46,34 % в нефтях и конденсатах соответственно), моретаны (5,43 и 5,94, 3,69-8,74 и 2,69–8,23 %) и тетрациклические терпа-ны (1,59 и 2,27, 1–2,16 и 1,31–3,11 %). Подобно распределению н -алканов, для УВ терпанового ряда в составе конденсатов, в отличие от нефтей, отмечается относительная обогащенность более легкими компонентами — трицикланами, что для исследованных проб, вероятнее всего, связано с перерас-

GEOCHEMICAL SURVEYS

Рис. 5. Генетическая типизация исследованных нефтей и конденсатов по отношению между трициклановым индексом (I_TC, [22]) и показателем стераны С₂₉/С₂₇ (A), тригонограмме распределения стеранов С₂₇–С₂₉ (B) и ее сопоставление с установленными генотипами ОВ нефтематеринских толщ (по материалам ИНГГ СО РАН)

Fig. 5. Genetic typification of studied oils and condensates according to the relationship between the tricyclane index (I_TC, [22]) and С29/С₂₇ sterane index (A); the triangular diagram of С₂₇–С₂₉ sterane distribution (B), and its comparison with the determined OM genotypes of source formations (according to INGG SB RAS materials)

0,5

Стераны С29/ С27

0,6

0,7

0,8

0,9     1     2    3   4   5

0,1

0,01

I TC

Стераны ^С27

Стераны С 100 % ²⁹

Генетические типы нефтематеринского ОВ ( 1 – 3 ): 1 — аквагенный, связанный с баженовской свитой, 2 — смешанный, связанный, в том числе с тогурской свитой, 3 — террагенный, связанный с тюменской свитой.

Остальные усл. обозначения на рис. 3

Genetic types of source Organic Matter ( 1 – 3 ): 1 — aquatic, associated with the Bazhenov Formation, 2 — mixed, associated, inter alia , with the Togursky Formation, 3 — terragenous, associated with the Tyumen Formation.

For other Legend items see Fig. 3

Табл. 3. Геохимические показатели исследованных нефтей и конденсатов по составу высокомолекулярных насыщенных полициклических углеводородов-биомаркеров

Tab. 3. Geochemical parameters of studied oils and condensates according to composition of saturated high molecular polycyclic biomarker hydrocarbons

Нефтегазоносный комплекс	Ts/Tm	Диастерановый индекс (βα/(ββ + αα)	Изомерные отношения стеранов С29
			ββ/(ββ + αα)	20S/(20S + 20R)	ββ(20S + 20R)/ αα20R	20S/20R
Конденсаты
Наунакская свита (J 3 o)	(0,47–0,69)/ 0,59 (3)	(0,32–1,18)/ 0,74 (3)	(0,43–0,48)/ 0,43 (3)	(0,4–0,47)/ 0,43 (3)	(2,32–3)/ 2,75 (3)	(0,66–0,87)/ 0,77 (3)
Тюменская свита (J 2 )	не опр.; 0,46	2,01; 1,02	0,45; 0,53	0,57; 0,49	3,05; 4,74	1,33; 0,95
Нефти
Наунакская свита (J 3 o)	(0,37–1,75)/ 0,99 (12)	(0,29–1,1)/ 0,73 (12)	(0,41–0,6)/ 0,51 (12)	(0,43–0,54)/ 0,47 (12)	(2,24–5,81)/ 3,89 (12)	(0,74–1,18)/ 0,91 (12)

Примечание . не опр. – не определено; (минимум–максимум)/среднее (число проб); конденсаты : верхнеюрские залежи – Болтная, Останинская, Селимхановская площади; среднеюрские залежи – Казанская, Останинская площади; нефти : Западно-Сомовская, Казанская, Лосино-Ярская, Мирная, Останинская, Пинджинская, Рыбальная, Селимхановская площади.

Note . не опр. – not determined; (min/max)/mean (number of samples); condensates : Upper Jurassic accumulations – Boltny, Ostaninsky, Selimkhanovsky areas; Middle Jurassic accumulations – Kazansky, Ostaninsky areas; oils : West Somovsky, Kazansky, Losino-Yarsky, Mirny, Ostaninsky, Pindzhinsky, Rybal’ny, Selimkhanovsky areas.

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Рис. 6. Отношение между геохимическими показателями гомогопаны С₃₅/С₃₄ и пристан/фитан в исследованных нефтях и конденсатах

Fig. 6. The relationship between the geochemical parameters of homohopane С₃₅/С₃₄ and pristane/phytane in the studied oils and condensates

Пристан/фитан

3            4

ЗС Ост

Ост

Рб

ЛЯ

Кз    Ост

Мр

Слм

Слм

Блт

Рб Мр

Пнд

Остальные усл. обозначения см. на рис. 2, названия площадей см. на рис. 4

For other Legend items see Fig. 2; names of the areas are in Fig. 4

пределением компонентов по молекулярной массе при формировании залежей [9].

Низкие значения трицикланового индекса (I_TC) для большинства нефтей и конденсатов из наунак-ской свиты (< 0,5), как и отношения стеранов С₂₉/С₂₇, свидетельствуют о преимущественно аквагенном генотипе их источника (см. рис. 5) [22]. Нефть из на-унакской свиты Селимхановской площади (1,56) и конденсаты из тюменской свиты Казанской и Оста-нинской площадей согласно высоким значениям I_TC (2,05, 1,33 соответственно) имеют преимущественно террагенный генезис. По материалам ИНГГ СО РАН (см. рис. 5), высокие значения I_TC (>> 1) характерны для террагенного ОВ нижне-среднеюрских отложений, низкие (< 1) — для аквагенного ОВ баженовской свиты .

Значения отношений гомогопанов С35/С34 для проб исследованной коллекции изменяется от 0,43 до 0,89 при среднем 0,76. Относительно повышенные значения этого показателя (> 0,6) для проб из наунакской свиты главным образом согласуются с низкими значениями отношения пристан/фитан (рис. 6) и указывают на восстановительные условия накопления нефтематеринского ОВ [15, 16]. Более низкое значение отношения гомогопанов С35/С34 (0,43) для конденсата из тюменской свиты Останинской площади соответствует более высокой окисленности нефтематеринского ОВ, которая фиксируется как по высокому значению отношения пристан/фитан (4,71), так и по соответствующей локализации значений на диаграмме Кеннона-Кессоу (см. рис. 4). Следует отметить, что согласно исследованиям И.В. Гончарова с коллегами [2, 18], высокими значениями отношения пристан/фитан (>> 2) характеризуется террагенное ОВ средней юры и генетически связанные с ними нефти юго-востока

Западной Сибири. В конденсате из тюменской свиты Казанской площади гомогопаны С35 отсутствуют. Обстановки фоссилизации нефтематеринского ОВ для нафтидов из наунакской залежи Селимханов-ской площади диагностируются неоднозначно. Эти пробы характеризуются высокими значениями отношения гомогопанов С35/С34 (0,88 и 0,75) и низким диастерановым индексом (0,29 и 0,32), что соответствует восстановительным обстановкам накопления нефтематеринского ОВ и не согласуется с аномально высокими значениями отношения пристан/ фитан (5,93 и 5,04). Можно предположить, что такие высокие значения последнего отношения обусловлены не генетическими причинами, а фазово-ретроградными процессами [9].

Сравнительный анализ изомерных отношений стеранов С₂₉ и Ts/Tm (см. табл. 3) в общем случае показывает, что формирование исследованных нафтидов происходило в условиях ГЗН [15, 16]. Широкие диапазоны значений показателей, основанных на отношении между изомерами стеранов С₂₉ в конфигурациях R и S (см. табл. 3), вероятнее всего, обусловлены особенностями условий нефтегазоге-нерации в материнских толщах ( PT -условия, каталитические свойства минеральной матрицы, длительность нефтегазогенерации), которые привели к разному уровню изомеризации стеранов. Значения терпанового показателя зрелости Ts/Tm проб из на-унакских залежей для большинства исследованных проб близки к среднему для выборки (см. табл. 3). Минимальное значение этого показателя характеризует одну из нефтей Останинской площади, а повышенные значения параметра Ts/Tm наблюдаются у проб Мирной площади (1,37–1,75) и нефти Рыбальной площади (1,64). Наблюдаемая контрастность отношения между терпанами Ts и Tm для од-

GEOCHEMICAL SURVEYS нотипных по генотипу нафтидов Западной Сибири отмечалась для нефтей баженовской свиты (диапазон изменения Ts/Tm 0,43-4,52) [23], а также для нафтидов, локализованных на юго-востоке региона (показатель Ts/(Ts + Tm): для нефтей баженовского типа 0,4–0,8; для нефтей тогурского типа 0,1–0,8) [2]. Подобно изомерным отношениям стеранов С29 наблюдаемые различия этого отношения могут быть обусловлены как разным уровнем зрелости нефтематеринского ОВ, так и составом содержащих его пород, катализирующих процессы изомеризации терпанов [15, 16].

Распределение ароматических соединений . В составе нафтено-ароматической фракции нефтей методом хромато-масс-спектрометрии идентифицированы фенантрены (Ф), дибензотиофены (ДБТ), моно- (МАС) и триароматические (ТАС) стероиды (рис. 7). В большинстве исследованных проб среди идентифицированных аренов преобладают фенантрены (в среднем 63,63 % на сумму аренов, диапазон изменения 29,39–84,84 %). Исключение составляют конденсат из тюменской свиты Казанской площади и наунакская нефть Останинской площади, в которых суммарные концентрации МАС и ТАС (55,17 и 57,24 % на сумму аренов соответственно) самые высокие для исследованной коллекции (см. рис. 7). Чуть меньше ТАС и МАС в ароматических фракциях наунакских нефтей Западно-Сомовской (40,18 %), Казанской (34,68 %), Лосино-Ярской (42,1 %) площадей. В то же время для большинства исследованных проб характерно невысокое, значительно пониженное по сравнению с дибензтиофенами и фенантренами, содержание ароматических стероидов. При этом самые низкие относительные концентрации ароматических стероидов определены для конденсатов Останинской площади (9,50 % (J₂), 4,28 % (J 3 )), нефти из наунакской свиты Мирной (6,55 и 7,89 %) и Пинджинской (6,96 %) площадей.

Отношение между ароматическими стероидами (∑ ТАС/∑ МАС) выше для нефтей из наунакских залежей (в среднем 4,42) по сравнению с конденсатами (табл. 4). Самое низкое значение этого показателя типично для обогащенного ароматическими стероидами казанского конденсата из залежей тюменской свиты (0,17), а максимальное (18,84) — нефти из залежей наунакской свиты Мирной площади.

В большинстве проб из залежей в наунакской свите (Останинская, Мирная, Пинджинская, Ры-бальная площади) наблюдаются высокие содержания дибензтиофенов (>> 10 % на сумму идентифицированных аренов). Относительно повышенные содержания дибензтиофенов обычно рассматривают как свидетельство восстановительных обстановок при накоплении нефтематеринского ОВ [24]. Сочетание относительно повышенных (по сравнению с остальными пробами) концентраций дибензтиофенов и ароматических стероидов при ∑ ТАС/∑ МАС больше 1 указывает на генетическое родство нефтей из наунакских залежей Запад- но-Сомовской, Казанской, Мирной, Рыбальной и Останинской площадей с аквагенным ОВ баженовской свиты [24]. Согласно материалам ИНГГ СО РАН, высокие концентрации дибензтиофенов (>> 10 %) при преобладании ТАС над МАС наблюдается для аквагенного ОВ баженовской свиты из разрезов Казанской и Рыбальной площадей.

Во всех исследованных пробах на масс-фраг-ментограммах m/z 219 (^ 234) в разных концентрациях идентифицирован триароматический УВ-ре-тен, биопредшественником которого являются смолы хвойных растений [16, 25]. Самые высокие концентрации этого УВ определяются в ароматических фракциях конденсата из тюменской свиты Казанской площади и в наунакских пробах Селим-хановской площади, для которых по другим генетическим показателям (отношение стеранов С₂₉/С₂₇, I_TC) предполагается преимущественно террагенный генезис. Содержание ретена повышено в конденсате из наунакской свиты Останинской площади. Напротив, наиболее низкими концентрациями ретена характеризуются нефти аквагенного генотипа из наунакских залежей Мирной, Рыбальной и Оста-нинской площадей . Исследования ОВ юрских пород из разрезов Казанской, Рыбальной, Останинской площадей, выполненные в ИНГГ СО РАН, показали, что ретен присутствует практически во всех исследованных пробах. Максимальные его концентрации характеризуют террагенное ОВ нижне-среднеюрских отложений, а минимальные — аквагенное ОВ баженовской свиты.

Показатели зрелости (см. табл. 4), рассчитанные по составу идентифицированных аренов и дибензотиофенов (дибензотиофеновый индекс (ДБТИ), триароматический стероидный индекс (ТАСИ), метилфенантреновый индекс (МФИ 1), 4-метилДБ-Т/1-метилДБТ) соответствуют характеристикам нафтидов, которые генерированы в условиях ГЗН [16, 24, 26]. Соответственно, согласно показателям, рассчитанным по составу дибензтиофенов, наиболее преобразованным на период генерации было ОВ — источник конденсатов из среднеюрских залежей Казанской и Останинской площадей. Широкий диапазон значений показателей 4-метилДБТ/1-ме-тилДБТ и МФИ 1, определяемых для ОВ ГЗН, рассмотрен в работе [27], где на примере баженовской свиты показано, что эти параметры зрелости весьма информативны для характеристик термокаталитического преобразования ОВ.

Заключение

По результатам комплексной геохимической интерпретации аналитических данных показано, что в юрских залежах исследованного района локализованы нефти и конденсаты, разнородные по своим физическим и химическим характеристикам. Это многообразие свидетельствует о значительном влиянии на их состав миграционных, в первую очередь фазово-ретроградных процессов на их состав. Вместе с тем сравнительный анализ базовых фаци-

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Рис. 7. Распределение ароматических соединений, идентифицированных в нафтено-ароматических фракциях исследованных нефтей и конденсатов

Fig. 7. Distribution of aromatic compounds identified in naphtheno-aromatic fractions of studied oils and condensates

Дибензотиофены

100 %

100 %

Ост

Мр

80        ^Мр

Фенантрены

Мр

Рб

Пнд

Слм

Ост         Блт

Рб

Кз

Слм Ост

Ост

ЗС

ЛЯ

Кз

¥

Моно- и триароматические стероиды

100 %

Усл. обозначения см. на рис. 2, названия площадей см. на рис. 4

For Legend items see Fig. 2; names of the areas are in Fig. 4

Табл. 4. Геохимические показатели исследованных нефтей и конденсатов по составу идентифицированных ароматических соединений

Tab. 4. Geochemical parameters of studied oil and condensates according to composition of identified aromatic compounds

Нефтегазоносный комплекс	∑ ТАС/∑ МАС	∑ Ф/∑ ДБТ	ДБТИ	TAСИ	МФИ 1	4-метилДБТ/ 1-метилДБТ
Конденсаты
Наунакская свита (J 3 o)	(0,98–2,02)/ 1,66(3)	(2,94–11,42)/ 6,81(3)	(0,99–3,92)/ 2,07(3)	(0,04–0,53)/ 0,24(3)	(0,46–0,73)/ 0,58(3)	(1,82–4,17)/ 2,72(3)
Тюменская свита (J 2 )	0,17; 1,86	6,4; 14,98	11,43; 6,52	0,2; 0,24	0,67; 0,59	5,56; 5,56
Нефти
Наунакская свита (J 3 o)	(1,11–18,84)/ 4,42(12)	(2,2–9,59)/ 5,28(12)	(0,7–9,47)/1,7(12)	(0,08–0,49)/ 0,23(12)	(0,36–1,51)/ 0,61(12)	(0,94–6,25)/ 2,32(12)

Примечание . Дибензотиофеновый индекс ДБТИ = (2- + 3-метилДБT)/∑ ДБТ; индекс TAСИ = (ТАС C₂₀ + ТАС C₂₁)/∑ ТАС; метилфенантреновый индекс МФИ 1 = 1,5 (3-метилФ + 2-метилФ)/ (Ф + 9-метилФ + 1-метилФ); конденсаты : верхнеюрские залежи – Болтная, Останинская, Селимхановская площади; среднеюрские залежи – Казанская, Останинская площади; нефти : Западно-Сомовская, Казанская, Лосино-Ярская, Мирная, Останинская, Пинджинская, Рыбальная, Селимхановская площади.

Note. Dibenzothiophene index DBTI = (2- + 3-methylDBT)/∑DBT; triaromatic steroid index TASI = (TASC₂₀ + TASC₂₁)/∑TAS; methylphenanthrene index MPI 1 = 1,5∙(3-methylP + 2-methylP)/ (P + 9-methylP + 1-methylP); condensates : Upper Jurassic accumulations – Boltny, Ostaninsky, Selimkhanovsky areas; Middle Jurassic accumulations – Kazansky, Ostaninsky areas; oils : West Somovsky, Kazansky, Losino-Yarsky, Mirny, Ostaninsky, Pindzhinsky, Rybal’ny, Selimkhanovsky areas.

ально-генетических параметров (изотопный состав углерода, молекулярно-массовое распределение УВ-биомаркеров и ароматических соединений) позволил выделить в исследованной выборке три основные генетические группы УВ-флюидов.

Конденсаты из тюменской свиты (Казанская и Останинская площади) по своим геохимическим показателям (высокая парафинистость; относительно тяжелый изотопный состав углерода; высокие значения отношений пристан/фитан, стераны С29/стераны С27, ITC и низкое — гомогопаны С35/го-могопаны С34; повышенные концентрации ретена) генетически связаны с ОВ террагенного генотипа, вероятнее всего, тюменской свиты [6, 18, 19,

GEOCHEMICAL SURVEYS

27–29]. Среди исследованных проб не обнаружены УВ-флюиды, которые могли быть генерированы ОВ нижнеюрской тогурской свиты.

К нафтидам смешанного генотипа отнесены пробы с противоречивым набором значений геохимических показателей, когда одни параметры указывают на аквагенный фациально-генетический тип, а другие — на террагенный. Изотопно легкая нефть Пинджинской площади (δ¹³С 30,2 ‰) характеризуется высоким содержанием дибензотиофенов (13,16 % на сумму аренов), отсутствием ретена, низким значением показателя I_TC (0,48) и одновременно высокими значениями показателей пристан/фитан (3,42) и стераны C 29 /C 27 (1,23). Нефть и конденсат из наунакской свиты Селимха-новской площади различаются по I_TC (1,56 и 0,67 соответственно), для них при высоких значениях отношения гомогопанов C₃₅/C₃₄ (0,88 и 0,75 соответственно) и низких значениях диастеранового индекса (0,29 и 0,32 соответственно) определены тяжелый изотопный состав углерода (δ¹³С -27,8 и -28 ‰), высокие значения отношений стераны C 29 /C 27 (1,49 и 1,12 соответственно), пристан/фитан (5,93 и 5,04 соответственно), наблюдаются высокие концентрации ретена. В соответствии с данными о распределении УВ С₃-С₉, к группе проб смешанного генотипа относится парафинистая нефть из наунакской залежи Юбилейной площади. Перечисленные нафтиды могли быть образованы за счет нескольких источников, содержащих ОВ разных генотипов (баженовская, тогурская и тюменская свиты).

Согласно базовым геохимическим показателям (легкий изотопный состав углерода; низкие значе- ния отношений пристан/фитан, стераны С29/стера-ны С27, Itc и высокое — гомогопаны С35/С34, высокие содержания дибензотиофенов, моно- и триарома-тических стероидов) в группу аквагенного генотипа обособляются нефти и конденсаты из верхнеюрских залежей рассматриваемого района (Болтная, Западно-Сомовскская, Казанская, Лосино-Ярская, Мирная, Рыбальная, Останинская площади). Ак-вагенный генотип нефтей из верхнеюрских залежей Болтной, Лосино-Ярской, Мирной и Рыбаль-ной площадей подтверждается распределением УВ С3–С9. Очевидным источником этих УВ-флюидов является ОВ баженовской свиты [2, 3, 20, 21, 27, 30], которое сопоставимо с ними как по фациально-генетическим показателям, так и по уровню термокаталитической преобразованности. Несмотря на то, что основные геохимические показатели указывают на преимущественно аквагенный генотип нафтидов Лосино-Ярской, Останинской и Болтной площадей, присутствие ретена в их составе свидетельствует о незначительной террагенной примеси в генерировавшем их нефтематеринском ОВ.

Индексы нечетности н -алканов, локализация проб на диаграмме Кеннона-Кессоу, стереоизомерные отношения стеранов С₂₉, параметр Ts/Tm, отношения состава фенантренов и дибензтиофенов свидетельствуют о генерации исследованных нефтей и конденсатов в условиях ГЗН. Для исходного ОВ нефтей и конденсатов из среднеюрских залежей по многим из этих показателей диагностируется более высокая степень термокаталитической преобразованности по сравнению с пробами из наунакской свиты.